Промысловая переработка природного или попутного нефтяного газа в химическую продукцию – идея, которая достаточно часто возникает у нефтегазовых компаний, преимущественно независимых, не входящих в крупные вертикально интегрированные структуры. Однако в подавляющем большинстве случаев такого рода проекты касаются технологий GTL – переработки побочного газообразного продукта нефтедобычи в нечто жидкое, что можно смешать с нефтью или вывезти с промысла автомобильным транспортом. Причем положительный опыт такого рода в России единичен. Тем не менее, тема промысловых установок GTL вполне жива. А вот замыслы на тему создания на промыслах классических газоперерабатывающих заводов с получением фракций С2+ с их переработкой в олефины посредством пиролиза – идея достаточно новая. Тем более с инвестиционной емкостью свыше 100 млрд. руб. В начале августа 2013 г. такая идея прозвучала на совещании в правительстве Иркутской области, а озвучила ее генеральный директор ООО “Иркутская нефтяная компания” (ИНК) Марина Седых. По ее словам, компания приступила к разработке ТЭО проектов освоения газовых запасов Ярактинского, Марковского и Западно-Аянских месторождений со строительством УКПГ. А также рассматривается проект строительства в районе Усть-Кута газохимического комплекса. В конце августа эта информация была детализирована: первая фаза проекта связана с производством СПБТ, вторая – со строительством комплекса по производству 500 тыс. т/год полиэтилена.
Нельзя не признать своеобразие этого проекта. Во-первых, география работы компании очень специфична: Марковское НГКМ удалено от Усть-Кута на 150 км, Ярактинское НГКМ – на 225 км. Они расположены в глухой холмистой тайге с суровыми климатическими условиями: зимними минимумами около -45°С, летними максимумами порядка +35°С, продолжительным снеговым покровом, мерзлотой и высокой сейсмичностью. Усть-Кут хоть и является важным региональным транспортным узлом (железнодорожная станция Лена на БАМе, речной порт “Осетрово”, аэропорт, автодороги на восток и запад), но серьезно удален от центров потребления нефтехимической продукции. Так, расстояние по железной дороги до портов района Советской Гавани составляет около 3,5 тыс. км, до железнодорожного погранперехода на Китай Забайкальск – более 2,8 тыс. км, до Центральной России (Москва) – около 5 тыс. км. Причем Усть-Кут не имеет прямой автомобильной и железнодорожной связи с областным центром – Иркутском – и большинством крупных городов в Забайкалье и на Дальнем Востоке. Во-вторых, ресурсный потенциал ИНК впечатляющим не выглядит. По итогам 2012 г. добыча нефти на всех лицензионных участках компании составила 2,2 млн. т (рост к 2011 г. – 87%) и 742 млн. куб. м газа (добыча увеличилась в 2,5 раза к 2011 г.), большая часть из которого – попутный. При этом в ИНК на ключевом промысле – Ярактинском – полным ходом идет проект утилизации ПНГ через закачку в пласт.
Первый компрессор появился там в 2010 г. одновременно с пуском первой очереди УКПГ проектной мощностью 1 млн. куб. м/сут. и реальной производительностью около 650-690 тыс. куб. м/сут. Эти объекты предназначались для тестовой обратной закачки природного газа, от которого на УКПГ отделялся конденсат. В июле 2012 г. была пущена дожимная компрессорная станция для поставки на УКПГ попутного газа, в том же году появился второй компрессор. В сентябре 2012 г. компания сообщила, что намерена в октябре увеличить мощность УКПГ за счет второй очереди на 860 тыс. куб. м/сут. Таким образом, суммарные мощности подготовки газа должны составить 0,65-0,7 млрд. куб. м/год.
Летом 2013 г. был пущен третий компрессорный агрегат и ведется монтаж четвертого. Его пуск был намечен на октябрь 2013 г. По сообщению компании, с его пуском суммарный объем закачиваемого в пласт газа превысят 3 млн. куб. м/сут., или свыше 1 млрд. куб. м/год. Также в середине августа на Ярактинском месторождении были смонтированы 2 газотурбинных агрегата из 4, предусмотренных проектом создания на промысле ГТЭС мощностью 24 МВт. Подрядчик сообщал о пуске объекта в III квартале 2013 г. Кроме того, в августе местная пресса со ссылкой на заместителя начальника УКПГ Олега Лазукова сообщила, что ИНК планирует построить еще один объект – установку подготовку природного и попутного газа. По его словам, на месторождении строится операторная, а также фундамент для установки по переработке газа. Очевидно, что эта инфраструктура может быть задействована для выделения товарной фракции С3-С4. Об этом в декабре 2012 г. говорил председатель совета директоров ИНК Николай Буйнов, рассуждая о перспективах поставок СПБТ в Усть-Кут. Но из его заявления скорее следовало, что эти поставки рассматриваются исключительно для топливного применения.
Аналогичная мысль с выделением СПБТ на Ярактинском месторождении заложена и в документах ИНК, представленных в рамках привлечения финансирования по Киотскому механизму. Там же даны прогнозы относительно уровня добычи ПНГ и природного газа, а также объемам производства СПБТ. Насколько можно судить, они относятся к концу 2010 г. Так, пик добычи газа на месторождении оценивался тогда всего в 873,3 млн. куб. м в 2018 г. Из них 487,2 млн. куб. м попутного газа и 386,1 млн. куб. м природного. Максимальное же производство СПБТ ожидалось в 2019 г. на уровне 120,9 тыс. т. Как можно заметить, это вовсе не те объемы, на которых можно строить крупномасштабную химию. Тем более, что предполагалось производить СПБТ с большим содержанием углеводородов С1+С2 (25% об.) и С5+ (более 20%), то есть сугубо топливного назначения. Однако, судя по заявлениям ИНК, их ожидания относительно производства нефтехимического сырья существенно увеличились.
Это не первые заявления ИНК на тему нефтехимического производства. Три года назад компания заявляла о проработке проекта производства полимеров из газового сырья своих месторождений совместно с «СИБУРом» и о переработке газа по технологии GTL совместно с японской JOGMEC. Последняя тогда пришла к заключению, что проект неоправдан в силу неразвитости инфраструктуры региона и удаленности от рынков. «СИБУР» тогда отмечал определенные перспективы этого проекта, но увязывал их с разрешением вопроса по сбыту сухого газа. А в сентябре 2012 г. компания “Премиум инжиниринг” сообщила, что заключила с ИНК контракт на строительство завода по переработке ПНГ. Сегодня этого сообщения на сайте “Премиум инжиниринг” уже нет, судя по всему, движения в заявленном направлении тоже. А в начале 2013 г. ИНК распространила среди российских инжиниринговых компаний эскизы двух технических заданий на “проектирование, изготовление, поставку и строительство блочно-модульного криогенного газоперерабатывающего завода” для Марковского и Ярактинского месторождений. Очевидно, что именно этим объектам, а не промысловым УКПГ, и отводится роль генераторов сырья в нефтехимической инициативе ИНК. Документы позволяют сделать ряд любопытных выводов относительно текущей оценки компанией своих наличных и перспективных ресурсов.
Мощность ГПЗ на Марковском месторождении определена на уровне 4 млн. куб. м/сут., или 1,4-1,5 млрд. куб. м/год. Диапазон мощность ГПЗ на Ярактинском месторождении шире – от 6,6 до 8,8 млн. куб. м/сут., или 2,3-3,2 млрд. куб. м/год. Кроме того, в документах предполагается проработать несколько вариантов загрузки ГПЗ. Для Марковского НГКМ – только природным газом или природным в равной смеси с попутным. Для Ярактинского месторождения – смеси попутного и природного газа в соотношениях 30%:70%, 50%:50% и 70%:30%. В отличие от документации по Киотскому протоколу в качестве целевых характеристик продукции указываются требования госстандартов, отраслевых стандартов и технических условий. Также отдельно указывается на необходимость извлечения этана с глубиной не менее 94%.
Исходя из приведенных составов природных газов и попутных газов с разных объектов зарождения, а также указанных вариантов загрузки ГПЗ, аналитики оценили потенциальные объемы годового производства на них нефтехимического сырья. Так, минимальный объем производства этана при глубине извлечения 94% может составить 498 тыс. т, максимальный – 550 тыс. т. Минимальный объем суммы пропана и бутанов – 543 тыс. т, максимальный – 596 тыс. т. Если закладывать раздельный пиролиз всего этого сырья для получения олефинов, то потенциал по этилену составляет 620-660 тыс. т, по пропилену 109-119 тыс. т. Если же рассматривать в качестве сырья только этан, то выход этилена может составить 400-440 тыс. т.
Получается, что 2 этих перспективных ГПЗ вполне могут наработать сырья на 500 тыс. т полиэтилена на комплексе в Усть-Куте, о которых заявляла ИНК. Весь вопрос в том, насколько реально для компании добыть такое количество газа для них. Ведь заявленные мощности 2 заводов вместе в 5 раз превышают уровень добычи газа компанией в 2012 г. Однако раз такие цифры фигурируют в технических заданиях, основания для соответствующих прогнозов у ИНК есть. Тем более стоит принимать во внимание тот факт, что если компания решит пойти в эти проекты, то к моменту пуска ГПЗ в недра Ярактинского месторождения будет закачаны существенные объемы газа, причем природный газ на существующей инфраструктуре осушать от С3-С4 она не планирует (это следует из киотских документов), а степень извлечения этих фракций из попутного газа будет невелика.
Вторым важным вопросом являются направления использования сухого газа. В свое время именно эта проблема была ключевой при изучении нефтехимических перспектив ИНК. Тогда основным вариантом считались поставки сухого газа на планируемую к строительству Усть-Кутскую ТЭЦ мощностью 800-1200 МВт. Впрочем, особого прогресса у этого проекта нет. А в технических заданиях на ГПЗ указано, что альтернатив использования сухого газа две: закачка в пласт и подача через дожимную компрессорную станцию в газотранспортную систему “Газпрома”. Можно предположить, что под ГТС “Газпрома” имеется в виду магистральная система транспорт газа с Чаяндинской группы месторождений в Якутии на первом этапе и в неопределенной перспективе – с Ковыктинского месторождения в Иркутской области в сторону Чаянды, о создании которой “Газпром” принял окончательное решение. От Усть-Кута до Чаянды около 500 км. Отвод же от Ковыкты пройдет в непосредственной близости от участков ИНК. Впрочем, неизвестно, в какой степени ИНК увязывает свои планы по газопереработке с планами “Газпромом”, однако близость двух событий во времени любопытна. Однако даже если газовый концерн не отложит реализацию своего проекта и исполнит заявленные сроки, далеко не факт, что доступ в новую магистраль газу ИНК будет обеспечен. Ориентироваться же на закачку сухого газа в пласт довольно рискованно, ведь реализация сухого газа является очень важной составляющей экономики газоперерабатывающих объектов и в значительной мере обеспечивает таким проектам приемлемую доходность. С другой стороны, отказ от закачки обессмыслит все те усилия и инвестиции, вложенные в текущую инфраструктуру промысла.
Пока нефтехимическая инициатива ИНК оставляет больше вопросов, чем ответов. Скорее всего, полного понимания всех аспектов нет и в самой компании. Однако если этот экзотический проект удастся реализовать, нефтехимический комплекс в Усть-Куте станет единственным в своем роде, по крайней мере, по суровости природно-климатических условий. (rupec.ru/Химия Украины, СНГ, мира)