CC BY
133
Новый университет
Экономика и право 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
УДК 330
Д.С. Акимов* *
ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации Постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ (ПНГ), недропользователи, нефть, газ, утилизация, рациональное использование.
Постановка проблемы. Объемы утилизации попутного газа увеличиваются, как и объемы его сжигания. Темпы роста производства попутного нефтяного газа в России сегодня в несколько раз опережают темпы роста добычи самой нефти. Причина - в увеличении газового фактора на зрелых месторождениях, составляющих основу нефтяной промышленности РФ и его изначально большое присутствие на растущих восточносибирских объектах. В то же время правительство повышает размеры штрафов за сжигание ПНГ, что увеличивает финансовые потери недропользователей при нарушении допустимых норм.
Оборотная сторона этой тенденции заключается в том, что поскольку рост нефтедобычи находится в России на грани затухания, то максимально эффективное использование ПНГ становится новым резервом нефтяных компаний для сохранения и улучшения рентабельности разработки своих запасов. Большинство компаний уже пришло к такому выводу и применительно к специфике своих проектов развивает коммерческую утилизацию попутного газа.
Добыча ПНГ в России выросли в 2014 году на 4,8%, опередив по темпам прирост производства нефти в 3,5 раза. Эта тенденция прослеживается не одни год. Достаточно сказать. что в 2010 году в России было добыто 56,9 млрд м3 ПНГ, а в 2012-м - уже 71,8 млрд. Впрочем, для недропользователей в текущей ситуации этот рост оказывается прибытком не только дополнительных углеводородов, но и проблемой.
Как известно, 2012 год стал началом нового этапа в сфере государственного регулирования сектора ПНГ С 1 января 2012-го вступило в действие знаменитое постановление правительства № 7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попятного нефтяного газа на факельных установках». Оно установило повышенный коэффициент 4,5 к нормативам платы за выбросы и коэффициент 6 для месторождений, не имеющих приборов измерения и учета ПНГ. По подсчетам, общая сумма штрафов за сжигание ПНГ в 2012-м составит 6 млрд. рублей. Для сравнения, в 2011 году ее размер был всего 340 млн. С начала 2014 года повышающий коэффициент штрафов увеличен до 12. в конце 2014-го должен достичь 25. Расходы недропользователей будут расти, и этому «качественному» росту платежей нефтяники могут противопоставить только снижение количества сжигаемого газа.
В прошлом году ПНГ вырос довольно существенно - с 51,2 млрд до 54,8 млрд м3. Эго тоже устойчивая тенденция последних лет, но именно в прошлом году позитив особенно ярко проявился в области эффективного использования газа Наибольшая доля в структуре использования ПНГ пришлась на ГПЗ, где получают жидкие фракции - ШФЛУ, СУГ и т.д., а также сухой отбензиненный газ (СОГ), за ней следует «собственное потребление». Объемы сжигания ПНГ, впрочем, тоже выросли.
© Акимов Д.С., 2015.
DOI: 10.15350/2221-7347.2015.3
* Акимов Дмитрий Сергеевич - студент, Томский политехнический университет.
56
New university
Economics & Law 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
Югра: рост утилизации. Признаки позитивных перемен наиболее отчетливо проявились в минувшем году в ХМАО, на долю которого приходится более 50% общей добычи нефти и ПНГ в России. Добыча нефти здесь снижается, но снижается и выход ПНГ: в прошлом году на - 3 %, до 38,15 млрд м3. Но гораздо существеннее здесь уменьшились объемы сжигания попутного газа -они сократились по сравнению с 2013 годом на 26%, до 4,285 млрд м3 В результате, по данным информационно-аналитического центра «Рупек», уровень утилизаци ПНГ в округе поднялся с 85,3 до 89 %.
В значительной степени такой подъем был обеспечен благодаря увеличению на 9%поставок ПНГ на газоперерабатывающие заводы, мощности которых росли. В 2013-м компанией «Монолит» и партнерами - местными недропользователями был введен в эксплуатацию завод на 360 млн м3 в год на Западно-Салымском с подключением соседних месторождений, «Роснефтью» - завод на 200 млн м3 в год на Приразломном. Кроме того, целый ряд югорских компаний запустил новые компрессорные станции для увеличения поставок на действующие ГПЗ, и, судя по всему, переработка ПНГ получит дальнейшее развитие в округе, так как прорабатываются планы создания газохимических производств на Угутских и Мало-Балыкских участках, а также на Ачинском. В целом же в 2015 году в ХМАО предполагается полезно использовать до 35 млрд м3 ПНГ против 33,8 млрд в прошлом году.
Параллельно в ХМАО развивается промысловая электроэнергетика на ПНГ. Сейчас в округе действует более 40 газотурбинных и газопоршневых электростанций, работающих на попутном газе. совокупной мощностью 1,2 ГВт, и до конца 2015 года к ним должны прибавиться еще 20 станций более чем на 500 МВт. Прирост установленной мощности промысловой энергетики на 1000 МВт подразумевает использование 3-3,5 млрд м3 попутного газа ежегодно Так что, даже если югорские замыслы будут реализованы не в полной мере, ХМАО продолжит рост эффективного использования ПНГ. И на фоне продолжения сокращения или в лучшем случае поддержания текущей добычи нефти у округа хорошие шансы достичь 95%-ного уровня коммерческой утилизации «попутки» уже в самые ближайшие годы.
В общем и целом - на уровне. Почти все остальные нефтегазодобывающие регионы России -6 из 8 - увеличили в прошлом году производство ПНГ.
Максимальный рост (36%) пришелся, естественно, на Восточную Сибирь, уступающую теперь но объемам добычи ПНГ только ХМАО. Этот рост обеспечили крупнейшие месторождения региона - Ванкорское, Талаканское и Верхнечонское. Но восток Сибири более всех увеличил и сжигание газа: на 31%, до 7,6 млрд м3 с 5,7 млрд в 2013 году, поэтому по объемам полезного использования ПНГ он оказался на шестом месте а региональном рейтинге. «На ветер» восточносибирскую «попутку» пускает главным образом Ванкор, на долю которого пришлось примерно 25% всего факельного объема России. Ситуация, в общем-то, понятная: формирование инфраструктуры для утилизании ПНГ идет в этом регионе с колоссальным отставанием от темпов роста добычи нефти. Основные недропользователи края, конечно, реализуют и планируют программы утилизации попутного газа, но хотя физические объемы эффективного использования в результате растут, в долевом выражении они в 2014 году сократились на 2,6%. Для перелома тенденции требуются более масштабные усилия.
На Дальнем Востоке снижение в области ПНГ идет по всем направлениям, и если проекту «Сахалин-1» не найдется альтернативы в качестве крупного производителя «попутки», то роль региона в этом плане постепенно сойдет на нет.
А вот в Ямало-Ненецком округе и Поволжье добыча попутного газа ощутимо растет: в прошлом году регионы прибавили 18 и 15%соответственно. И хотя ЯНАО на те же 18% увеличил объем сжигаемого газа, это скорее всего краткосрочное явление, поскольку в 2014-м прием ПНГ на газопереработку в округе приостанавливался. В том числе потому, что «СИБУР» запускал на Вынгапуровской ГКС новую перерабатывающую установку мощностью 2,1 млрд м3 ПНГ в год, превратившую компрессорную станцию в ГПЗ. После пуска этого завода переработка ямальского попутного газа выросла в четвертом квартале на 16%. В Поволжье рост в области ПНГ отмечался но всем направлениям: и в переработке (на 12% к уровню 2012-го) и в сжигании (21 %), но в результате утилизация ПНГ в регионе снизилась с 81,3 до 79,3%. Такая динамика дает понять, что,
57
Новый университет
Экономика и право 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
хотя целый ряд крупных недропользователей увеличили переработку как «Татнефть» на Минни-баевском ГПЗ, «Роснефть» на Отрадненсмом и Нефтегорском, ТНК-BP на Зайкинском - рост газового фактора на здешних нефтяных месторождениях пока опережает прирост перерабатывающих мощностей. В текущем году к Зайкинскому заводу будут подключены отдаленные месторождения Оренбуржья, так что Поволжье как минимум наверстает прошлогоднее снижение коэффициента утилизации.
Остальные регионы - Коми, Юг и Урал - дали незначительную прибавку производства ПНГ, но зато двузначными темпами сократили сжигание газа. При этом в Коми имел место наиболее существенный - в районе 20% - рост поставок ПНГ на переработку на Усинский и Сосногорский ГПЗ. Учитывая, что владелец Сосногорского ГПЗ - «Газпром» - недавно договорился с «ЛУКОЙЛом» о ежегодных поставках до 1 млрд м3 его ПНГ, можно ожидать, что рост утилизации ПНГ в Коми продолжится.
«Роснефть» жжет. На долю 10 отечественных ВИНК в 2014 году пришлось почти 90%, то есть более 64,4 млрз м3 из общего производства ПНГ в стране. Их вклад в эффективное использование ПНГ составляет свыше 49 млрд м3 или примерно те же 90% - в первую очередь в виде поставок на ГПЗ. При этом разница между компаниями в корпоративных уровнях полезного использования попутного газа очень существенна.
Лидер по ресурсу ПНГ - «Роснефть». Но госкомпания при этом являет собой яркий пример, когда рост производства ПНГ значительно опережает развитие инфраструктуры для его утилизации. «Роснефть» подняла свою добычу попутного газа в прошлом году на 11%, но на столько же увеличила объем сжигания. Компания вообще с конца прошлого десятилетия демонстрирует тенденцию снижения доли эффективного использования «попутки» В основном у нее «зажигает» Ванкор, где на воздух за год сейчас уходит более 4 млрд м3. Поэтому неудивительно, что у «Роснефти» самый низкий среди ВИНК показатель использования ПНГ - 51%, хотя в прошлом году компания увеличила поставки с Приразломного и на построенный мини-ГПЗ, и благодаря новой компрессорной станции - на Южно-Балыкский завод «СИБУРа».
Также н прошлом голу, по сообщению компании. была встроена линейная часть газопровода от Ван кора до лукойловских объектов в Болышехетской впадине, чтобы через Находкинское месторождение начать в 2014 году поставки газа в ЕСГ «Газпрома». Их максимальный уровень составил 5,6 млрд м3. Кроме того, «Роснефть» планирует закачивать в пласты Ванкора 2,5 млрд м3 и еще 1 млрд использовать для производства электроэнергии на строящейся ГТЭС мощностью 200 МВт и двух газопоршневых станциях по 42 МВт каждая. Планы были таковы, чтобы довести ванкорскую утилизацию до уровня 95% уже к концу 2014-го, что, впрочем, не сверщилось из-за увеличения инвестиционных задач «Роснефти» после поглощения ТНК-ВР. Например, на Верхнечонском месторождении, которое вместе с ТНК-BP перешло в полную собственность «Роснефти», до конца 2013 должно было быть установлено оборудование для использования ПНГ как топлива па промыслах, а также для закачки 900 млн м3 в хранилище в осинском горизонте.
Кое-кто, все-таки, гасит. Лидерами по физическому объему прироста эффективной утилизации попутного газа в 2014-м стали «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ».
«Газпром нефть» начала использовать компрессорную станцию и систему обора ПНГ на своем южном участке Приобского месторождения, а на месторождениях Вынгапуровской группы реализовала первую очередь Ноябрьского интегрированного проекта утилизации газа, увеличив поставки на Вынгапуровский ГПЗ. В прошлом году нефтяная компания «Газпрома» в основном благодаря переработке прирастила объемы полезного использования ПНГ почти на 1,5 млрд. м3, подняв долю утилизации с 59 до 63%, а в 2014-м взяла 95%-ный рубеж.
«ЛУКОПЛ» увеличил использование ПНГ почти на 800 млн м3 или на 13,3%, добычу же -менее чем на 3%. Компания вложила в утилизацию в прошлом году 9,7 млрд рублей, построив КС на Урайском блоке месторождений и увеличив поставки на «Няганьгазпереработку», соорудив новые газосборные сети, а также несколько промысловых электростанций. Усилия в области утилизации ПНГ компания сконцентрировала в Западной Сибири и в ближайшей перспективе тренд сохранится. В начале 2014-го года компания уже запустила в ХМАО третий блок газотурбинной электростанции на Повховском месторождении, планирует ввести ГТЭС на Повховском, постро-
58
New university
Economics & Law 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
ить в округе еще две компрессорные и одну мультифазную насосную станции. Реализация этих планов позволит «ЛУКОЙЛу» выйти в нынешнем году на 95%-ный уровень использования ПНГ.
Среди компаний, увеличивших утилизацию за счет сокращения объемов сжигания, наибольший рост (в процентном исчислении) показал многолетний лидер ПНГ-сектора - «Сургутнефтегаз». Компания на 100 млн м3 сократила общее производство ПНГ, но на 200 млн, то есть на 66% - факельный объем. И хотя «Сургут» давно и с избытком перекрыл установленный государством минимум, а в прошлом году довел долю полезного применения «попутки» до 99%, компания планирует продолжить повышение утилизации. Имея в своем составе ГПЗ, сейчас «Сургут» фокусируется на развитии промысловой энергетики - строит ГТЭС мощностью 36 МВт на Федоровском месторождении, планирует запустить новую очередь электростанции на Талаканском и довести в результате совокупную выработку собственного электричества из ПНГ почти до 4 млрд кВт ч при сохранении текущего уровня загрузки своих газоперерабатывающих мощностей.
У «РуссНефти» коэффициент утилизации ПНГ вырос к прошлом году с 61 до 70% - за счет поставок на газоперерабатывающие заводы. Компания стала одним из поставщиков на упоминавшийся выше салымский ГПЗ «Монолита», а сейчас строит к мощностям «Юграгазпереработки» газопроводы с Рославльского участка и месторождений Варьеганской группы, которые в 2012 году дали около 60% всего ресурса ПНГ компании. В этом году «РуссНефть» тоже рассчитывает выйти на 95%-ный уровень утилизации и использовать отбензиненный на ГПЗ газ для увеличения производства собственной электроэнергии с тем, чтобы в конце 2015-го перейти на самообеспечение. Для этого предполагается строительство новых промысловых электростанций.
О многочисленной труппе «прочих производителей» ПНГ отметим, что в течение нескольких последних лет они приращивают примерно 10% ресурса ПНГ в год, доведя его в 2014-м до 4,4 млрд м3. Но объемы полезного применения у них значительно уступают ВИНК, оставаясь в целом на уровне около 35%. Понятно, что независимым компаниям тяжелее отыскать средства для инвестиций в строительство объектов утилизации и наладить сбыт сухого газа. Тем не менее и в этой группе есть недропользователи, которые нашли наиболее подходящие для местных условий стратегии борьбы с факелами и штрафами. В Татарстане независимые недропользователи строят под свой высокосернистый ПНГ малые промысловые электростанции, планируя в этом году поднять утилизацию с 84 до 95%. В Восточной Сибири «Иркутская нефтяная компания» запустила в 2012 году ДКС для сайклинг-процссса на Ярактингском месторождении с объемом закачки 0,7 млн м3 в сутки и в том году ввела в строй вторую очередь, увеличив мощность до 2 млн.
За пользу! Точные объемы работ и инвестиции нефтяных компаний по проектам, связанным с ПНГ. в 2014 году еще подсчитываются, но уже понятно, что они превысили показатели 2012-го. Между тем в позапрошлом году недропользователи ввели в строй около 75 объектов электроэнергетики, 171 объект по подготовке ПН, соорудили примерно 2000 км трубопроводов и вложили в создание всей этой инфраструктуры более 82 млрд рублей, И, судя по планам крупных компаний, прирост в получении и валового, и полезного попутного газа продолжится. Совокупные инвестиции российских недропользователей в утилизацию ПНГ прогнозируются в ближайшие два года в объеме более 90 млрд рублей, результатом чего и должен стать выход на уровень эффективного использования 95%.
Такая политика выглядит закономерной. Все сильнее дают о себе знать ресурсные ограничения сырьевой базы РФ, растет себестоимость добычи углеводородов из-за увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, дорожает электричество, а на внешних рынках нас теснит более дешевая продукция конкурентов. В этих условиях для российских нефтяников коммерческое использование попутного газа становится и средством оптимизации затрат, и источником дополнительной прибыли Достаточно сказать, что производство собственной электроэнергии дает недропользователю в среднем экономию в 2-3 раза но сравнению с затратами на покупное электричество. А СОГ с учетом доходов от производства нефти и жидких фракций, извлеченных из ПНГ, оказывается конкурентоспособнее природного газа, продаваемого «Газпромом».
Нефтяные компании Татарстана утилизируют высокосернистый ПНГ с удаленных месторождений. В Татарстане кроме «ТАТНЕФТИ» углеводородное сырье добывают еще 36 так называемых малых нефтяных компаний (МНК). При несопоставимых объемах добычи у «ТАТ-
59
Новый университет
Экономика и право 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
НЕФТИ» и МНК до недавнего времени оставалась нерешенной общая проблема - утилизация попутного газа на удаленных промыслах. Сегодня можно сказать, что она практически решена.
Одной из первых среди ВИНК России «Татнефть» довела утилизацию попутного нефтяного газа до требуемых 95%. В первую очередь это связано с Миннибаевским ГПЗ, входящим в структуру управления «Тетнефтегазпереработка» «Татнефти». В прошлом десятилетии компания много сделала для увеличения объемов поставок попутного газа на ГПЗ. Так, на него были переориентированы газовые потоки (до 35 млн м3 в год) Бавлинской зоны, традиционно перерабатывавшиеся на Туймазинском ГПЗ в Башкирии. Дня этого в 2003 году был построен 90-километровый газопровод Бавлы-Миннибаево и новая установка по очистке газа от сероводорода на Бавлинском газовом цехе. Тогда же был проложен 60-километровый газопровод для поставки 10 млн м3 в год газа с Матросовского месторождения. Еще до 7 млн м3 в год обеспечил отказ от применения попутного газа (с заменой его природным) в качестве топлива на установках подготовки нефти в районах, где хорошо развита газосборная сеть. Все эти мероприятия в обшей сложности увеличили сырьевой потенциал Миннибаевского ГПЗ на 52 млн м3 ПНГ в год.
Однако на этом резервы по утилизации ПНГ у «Татнефти» были в основном исчерпаны. Незадействованными остались еще примерно 50 млн м3 в год. добываемых на периферийных месторождениях НГДУ «Ямашнефть», «Нурлатнефть» и «Прикамнефть». Обеспечение их доставки на переработку на Миннибаевский ГПЗ требовало 1,5 млрд рублей на строительство 150 км газопроводов без надежды окупить вложения в обозримом будущем при действующих ценах на продукцию.
С другой стороны, при низком газовом факторе региона эти объемы имели значение. Кроме того, федеральное правительство постепенно ужесточало требования к утилизации ПНГ и гарантировало в ближайшей перспективе высокие штрафы за сжигание газа. Требовались новые подходы к решению проблемы утилизации этого сырья в имеющихся условиях.
Реформы по плану. В 2009 году «Татнефть» приняла пятилетнюю программу утилизации попутного газа, конечной целью которой было повышение коэффициента утилизации до 98% и обеспечение его глубокой переработки. Двигаться к ней предполагалось по трем направлениям. Первое предполагало развитие системы сбора и транспортировки ПНГ за счет реконструкции действующих и строительства новых газопроводов, а также модернизацию ГПЗ. Второе - перевод на попутный нефтяной газ (с традиционно используемого природного) печей дли нагрева нефти при ее подготовке. Третье - строительство на удаленных промыслах мини-электростанций, работающих на ПНГ и обеспечивающих потребность месторождений в энергоресурсах.
За 2009-2011 годах инвестиции в рамках данной программы составили 3,46 млрд рублей (первоначально вся стоимость программы оценивалась в 2,3 млрд). На эти средства, в частности, на объектах НГДУ «Прикамнефть» и «Нурлатнефть» были смонтированы печи нагрева нефти, работающие на ПНГ. Активно велось обновление системы сбора, до 2013 года протяженность реконструированных и вновь построенных газосборных сетей «Татнефтегазпереработки» составила 770 км.
В конце 2013-го был завершен важный этап модернизации Миннибаевского ГПЗ. В результате извлечение этана из добываемого на ее промыслах попутного газа увеличилась с 90 тыс. до 146 тыс. твг (что благоприятно отразилось на производственной деятельности основного потребителя этого продукта «Казаньоргсинтеза».
И наконец к настоящему времени создан целый парк мини-электростанций, работающих на ПНГ. Первыми были смонтированы газо-поршневые установки. Сегодня на удаленных месторождениях НГДУ «Ямашнефть» действуют пять таких станций суммарной мощностью более 1 МВт. Они используют около 3,2 млн м3 газа в год. вырабатывая из него более 6 млн кВт ч электроэнергии, направляемой на энергообеспечение промыслов. При этом средняя себестоимость вырабатываемой электроэнергии достаточно низка (0,73 рубля за кВт ч). Срок окупаемости установок, по оценкам «Татнефти», в среднем составляет 6-6,5 лет. Аналогичные электростанции эксплуатируют «Татнефть-Самара» и НГДУ «Прикамнефтъ». Последнее в 2010 году ввело на Елабужской УПС энергокомплекс, включающий в себя две установки мощностью 500 кВт каждая.
60
New university
Economics & Law 2015. № 3(49)
ISSN 2221-7347
UDC 330
D.S. Akimov
PROBLEMS OF UTILIZATION OF ASSOCIATED OIL GAS
The oil companies more and more attention are given to a problem of rational use of associated gas. Activization of this process is promoted by the Resolution No. 7 adopted by the Government of the Russian Federation of January 8, 2009 in which the requirement for bringing level of utilization of associated gas to 95% is put.
Keywords: associated oil gas (AOG), subsoil users, oil, gas, utilization, rational use.
61
